- 推荐
- 精华
进群!!北极星社群已全面开启!!!136 精
北极星社区的家人们,你们好!🔥我们已经为不同领域伙伴开辟了深度交流群:【火电】【光伏】【风电】【储能】【电力交易】【垃圾发电】【碳】🌟无论你是:▷摸爬滚打多年的行业精英▷刚拿到入场券的潜力新星▷寻找产业风向标的观察者这里都有你的专属席位!群内定期分享行业资讯,发布学习资料!👇扫码添加「北极星-蒲老师」解锁专属社群目前已有20000+伙伴进群期待您的加入!
随着我国电力市场化改革的深入推进,电力市场交易规模逐步扩大,新能源市场化交易程度进一步提高,对电力交易员从业者的要求不断提高。为切实提升电力交易人员的职业素养和专业水平,2025年电力交易员(中级)专项培训班(总第五期)将定于6月24-27日举办,现将具体事项通知如下:一、组织机构主办单位:北极星电力网支持单位:北极星售电网,北极星学社,北极星招聘二、培训时间及地点培训时间:2025年6月24日-26日考试时间:2025年6月27日培训地点:北京三、培训内容:电力系统基本知识,电力经济基本知识,电力市场基本知识,电力市场相关政策及体系,电力市场结算,电力现货交易,现货电力市场的界定与作用,日前电力现货市场,实时电力现货市场,电力中长期交易,电力辅助服务,中长期集中竞价交易演练,现货市场交易演练,现货交易价格预测,交易结算报告分析等。四、培训方式:采取现场专家讲授、模拟上机操作等方式进行。五、培训对象:1.电力市场各交易主体(发电侧、售电侧、用户侧)单位相关人员2.电力交易机构相关人员3.从事电力市场相关研究人员4.拟报名参加职业能力水平评价(电力交易员)人员六、培训亮点:1、内容丰富培训过程紧密围绕电力交易热点内容展开教学,课程设置丰富多样,突出实效与实践性,兼顾理念与技能。2、理论与实践相结合在培训过程中,不仅安排了丰富的理论课程,还注重实践操作。通过模拟演练等方式,让学员在实际操作中熟悉电力交易工作流程。3、师资雄厚北极星电力网联合中电联人才测评中心有限公司,依托电力交易专业指导教师队伍为本次培训提供了坚实的课程和师资保障。七、关于证书1、结业证书完成全部课程培训后,颁发北极星结业证书(电子版)。2、职业能力等级证书学员完成全部课程培训后,参加中电联组织的评价考试,考试合格后可取得“电力行业职业能力证书——电力交易员(中级工)”。八、收费标准1、培训班:5000元/人费用包含:培训费、资料费、午餐费、北极星结业证书费等,住宿交通等其他费用自理。2、《电力交易员(中级工)》证书报考:800元/人注:学员可自愿申报证书,为保证学习效果,每期班将限制人数,报名成功后请及时提交报名资料。咨询方式:蒲老师 18010201657欢迎大家扫取下方二维码详细咨询哦~
🔥北极星社区资料库?✅覆盖全行业:光伏/风电/火电/储能/电力交易/垃圾发电/水处理1万+份专业资料,覆盖政策、技术、案例、工具!✅0门槛下载:每日更新,无积分也能一键获取!✅互动赚积分:发帖/评论立得积分,轻松解锁精华资料!🚀3步秒下资料!小白也能轻松Get!👇跟着箭头走,手把手教学👇Step1️⃣:直达“资料入口”➡进入北极星首页→戳顶部【资料】按钮Step2️⃣:精准锁定目标➡搜索框直接搜想找的资料:👉【免费资料】:0积分!不限量!👉【最新上传】:行业最新资料!赋能社区家人们👉【精华资料】:精选资料+精英推荐贴Step3️⃣:解锁隐藏福利➡神操作:回复=免费!遇到“回复可领取”帖子?随手敲“666”或“感谢分享”,资料秒到账!💥再不下载就亏了!行业人都在卷,你还在等?💥
如何下载北极星资料?(必读)2089
相信已经有细心的小伙伴发现了最近北极星学社上传了一大批的资料(点击此处进入资料库)我们的目标是1.上传1万份光伏资料2.上传1万份风电资料3.上传1万份火电资料4.上传1万份储能资料近期有小伙伴问,如何下载和寻找资料?第一步,进入北极星首页后点击资料第二步:在红框内选择你想要的资料方向,例如选择光伏我们选择光伏标签后可以看到三个分类【免费资料】这个里面的资料全部都是0积分,可以免费下载【最新上传】这是最新的资料,可以让用户及时知道我们的资料动态。【精华资料】这里是北极星精选的资料,我们选择的是光伏的精华资料,所以里面都是光伏相关的。第三步假设你想看更多的光伏资料可以点击红框里的【精华资料】按钮,点击后你会看到更多的光伏资料,并且可以翻页仔细查找。要注意的是,有些帖子需要回复后才可以下载,记得回复哦当然,最重要的,下载需要积分,那么如何获得积分呢?请点击这里查看《北极星社区积分获取办法》祝用户来到北极星社区都可以有所收获,共铸辉煌!
最近两年,电力交易圈里流传着这样一句话:"售电公司不是在亏钱,就是在亏钱的路上。"从线上沟通到线下交流,抱怨声此起彼伏:"批零差价只剩3分钱,运营成本都覆盖不了""用户违约率飙升,辛辛苦苦干一年全给法院打工了""现货价格过山车,一个月亏掉半年利润"......但与此同时,我们也看到一些企业,不仅实现了持续盈利,还在碳交易、虚拟电厂等新赛道上攻城略地。这种冰火两重天的景象背后,究竟是为什么?#市场表象:冰火两重天的电力江湖#2024年全国电力市场交易电量突破6.18万亿千瓦时,同比增长9%,占全社会用电量的62.7%。这个数字背后,是3万余家售电公司在市场浪潮中的浮沉。⚠️在广东、江苏等市场化程度高的省份,交易中心的竞价大厅每天都上演着激烈博弈;⚠️而在西北、西南等资源富集地区,新能源项目如雨后春笋般破土而出。但繁荣表象下,却是行业集体性的“盈利焦虑”。2025年数据显示,全国售电公司平均度电利润已跌破0.001元,部分省份甚至出现“卖1亿度电利润不够交物业费”的极端情况。更严峻的是,2024年全国已有超过2000家售电公司注销,其中不乏拥有背景的企业。这种“市场越热、赚钱越难”的悖论,折射出电力市场化改革深水区的结构性矛盾。#利润困局:四大枷锁锁住盈利空间#(一)价格战:红海市场的零和博弈售电公司数量从2018年的不足5000家飙升至2025年的3万家,市场竞争早已白热化。在冀北地区,2017年区外电厂成交均价为318.98元/千千瓦时,到2018年已涨至329.99元/千千瓦时,价差空间被压缩至11.01元/千千瓦时。这种“价格倒挂”现象在多个省份蔓延,售电公司为争夺客户,甚至出现“倒贴差价”的恶性竞争。更致命的是,用户忠诚度持续走低。工商业用户平均1.5年更换一次售电公司,部分平台甚至推出“砍一刀享电费折扣”的拼多多式玩法。这种“低价换市场”的策略,让行业陷入“越卖越亏”的恶性循环。(二)成本黑洞:刚性支出吞噬利润1、购电成本占比超80%:电网企业购电成本中,燃料费用(如煤炭、天然气)占比长期居高不下。2024年某火电企业度电燃料成本达0.3元,加上设备折旧、税费等,总成本接近0.45元/度,而市场化交易电价仅0.5元/度,利润空间不足0.05元/度。2、偏差考核达摩克利斯之剑:现货市场中,售电公司实际用电量与合同电量偏差超过±2%,将面临高额罚款。2024年某售电公司因预测失误,单次偏差考核损失超500万元。3、技术投入无底洞:为应对现货市场的复杂性,头部企业每年在预测系统、数据平台上的投入超千万元。(三)政策摇摆:规则变动带来不确定性2024-2025年,国家密集出台《电力现货市场基本规则》《关于深化新能源上网电价市场化改革的通知》等政策,要求新能源全面参与市场交易。这对售电公司既是机遇也是挑战:🔗一方面,绿电交易规模快速增长(2024年全国绿电交易量同比增长300%);🔗但另一方面,新能源出力波动导致电价剧烈震荡。2024年山西现货市场电价在265-478元/兆瓦时之间大幅波动,部分售电公司因未能及时调整策略而亏损严重。更复杂的是,地方政策差异显著。例如,某市对参与虚拟电厂的企业给予最高4.61元/千瓦的调用容量补贴,而某些省份对绿电交易的附加条件却限制了实际收益。这种政策碎片化,让售电公司在跨区域业务拓展中无所适从。(四)用户升级:从“买电”到“买服务”随着“双碳”目标推进,用户需求从单纯的低价转向多元化服务。调研显示,68%的工商业用户愿意为绿电支付溢价,但要求售电公司提供碳足迹认证、节能诊断等增值服务。这对传统售电公司提出了更高要求:某广东售电公司为汽车厂提供智能电表改造服务,需投入数百万元研发费用,而收益分成周期长达3年。更具挑战性的是,用户对响应速度的要求近乎苛刻。广东某售电公司承诺“停电送奶茶”,并开发“用电情绪分析系统”,这些看似夸张的服务背后,是每年数百万元的运营成本。#从“差价套利”到“生态构建”#(一)现货市场:精细化运营的胜负手1、价格预测与套利策略:头部企业通过气象数据、负荷预测模型,捕捉市场波动机会。某企业的分时段电价预测系统,可将预测误差控制在5%以内,帮助客户在现货市场实现“低买高卖”。2024年某售电公司通过该系统,在山东现货市场电价低谷时购入1亿度电,转售获利超800万元。2、偏差控制与风险管理:售电公司通过“日复盘”机制,将年度偏差控制在1%以内,偏差考核费用同比下降30%。其核心在于建立用户负荷数据库,结合行业景气度、天气变化等因素动态调整交易策略。(二)增值服务:从“卖电”到“卖方案”1、绿电价值链延伸:除了直接销售绿电,售电公司可通过绿证交易、碳资产开发实现溢价。陕西某公司将风电绿证转卖给出口企业,每度电额外获利0.05元,此项收入占总利润的25%。更具前瞻性的企业,在苏州工业园区开发“隔墙售电”项目,通过分布式光伏直供周边企业,电价降低12%,年交易量突破1亿度。2、综合能源服务创新:江苏某售电公司为数据中心提供“光伏+储能+需求响应”套餐,帮助用户将峰谷价差收益提升至0.6元/度,同时通过需求响应获得电网补贴,年综合收益超千万元。这种“能源托管”模式,正成为行业转型的新方向。(三)政策红利:借势而为的必修课1、虚拟电厂参与辅助服务:江苏某市对参与虚拟电厂的企业给予“备用容量+调用容量”补贴。某园区通过整合500个充电桩、储能站,形成“虚拟电厂”参与调峰。2、绿电交易与消纳权重:国家要求2025年可再生能源消纳责任权重达29%,售电公司可通过代理用户采购绿电,帮助企业完成消纳指标。广东某售电公司为高耗能企业定制绿电套餐,既满足政策要求,又通过绿证交易实现额外收益。(四)技术赋能:从“拼关系”到“拼数据”1、数字化平台建设:头部企业,通过整合气象、负荷、市场数据,提供从长期趋势预测到实时交易策略的全链条服务。2、AI与机器学习应用:浙江某公司开发“用电情绪分析系统”,通过分析用户历史数据,预测其用电行为,提前调整交易策略。#未来趋势:重构电力交易生态#(一)市场分化加剧:强者恒强与中小退出随着市场竞争加剧,行业集中度将进一步提升。2025年数据显示,全国前10%的售电公司占据60%的市场份额,而小型公司生存空间持续压缩。未来,具备技术、资金、资源优势的头部企业将主导市场,而中小公司需通过差异化服务或联盟合作寻求生存。(二)政策驱动转型:从“量”到“质”的跨越国家《加快构建新型电力系统行动方案(2024—2027年)》明确提出,到2027年新能源装机占比超50%。这意味着售电公司需加速向综合能源服务商转型。例如,天津某园区通过虚拟电厂整合分布式能源,形成“云电厂”参与电力市场。这种模式不仅提升了能源利用效率,还为售电公司开辟了新的盈利渠道。(三)技术重塑格局:数据成为核心资产在电力市场中,数据的价值正在重构竞争规则。某售电公司通过分析用户用电数据,推出“用电量换王者荣耀皮肤”等创新服务,用户粘性提升30%,同时通过精准营销降低获客成本。更深远的影响来自区块链技术,荷兰鹿特丹港的Distro平台通过区块链实现“即产即销”,用户能源成本降低11%,可再生能源生产商收入增长14%。这种去中心化的交易模式,正在改写传统电力交易规则。#写在最后#电力市场的“不赚钱”困局,本质是行业从计划经济向市场经济转型的阵痛。面对价格战、成本压力、政策变动等挑战,售电公司需跳出“差价套利”的思维定式,以技术为矛、政策为盾、服务为刃,构建差异化的竞争优势。当行业从“跑马圈地”转向“精耕细作”,当竞争从“价格厮杀”转向“价值创造”,售电行业终将迎来真正的春天。欢迎大家进群持续沟通交流~
2025年上半年,全球储能行业在政策变革、技术迭代与地缘博弈的多重作用下,正经历前所未有的结构性调整,储能行业正式从“规模扩张”迈入“价值重构”的新阶段。在这场变革中,以技术创新、全球化布局与全产业链协同为核心竞争力的企业,正成为行业突围的关键力量。关税波动,如何应对?国际新能源产业在政策博弈与技术变革的交织中加速洗牌,中美关税问题的始终如悬顶之剑。5月12日,中美日内瓦经贸会谈达成联合声明,宣布自5月14日起取消双方此前加征的91%关税,保留10%基准关税,并对24%的加征部分暂停实施90天。最新关税政策调整后,美国对中国储能电芯关税降至40.9%左右。作为一直以来在美国储能市场深耕的企业,瑞浦兰钧认为,声明虽带来关税阶段性下调的短期利好,但中美关税博弈的长期不确定性仍如暗流涌动,外部环境的风云变幻难以预判。究竟该如何应对?瑞浦兰钧表示,还是应该聚焦技术创新与商业本质,坚持做好自身可控之事,以稳健策略应对外部变化。当前,全球化是瑞浦兰钧的核心战略方向之一,海外更是当前电池企业长期发展战略的重要目标市场,而瑞浦兰钧已与多家客户建立了深度、稳定的合作关系。他们表示,关税波动对合作根基影响有限,更多体现在交付节奏的调整上。例如,此前关税大幅上涨时,公司通过优化订单优先级,优先保障核心客户交付;伴随关税回落,前期暂停订单已逐步恢复,供应链韧性经受住考验。另外,瑞浦兰钧在印尼打造了8GWh动力及储能电池制造基地,依托当地镍矿资源与清洁能源优势,该基地将实现本地化生产,有效规避关税壁垒,提升国际市场交付效率。目前,瑞浦兰钧已连续6个季度荣膺「彭博新能源财经Tier1一级储能供应商」,技术实力与市场认可度并举。其储能项目已落地全球六大洲,与阳光电源、中车株洲所、EnergyVault等全球头部储能系统集成商达成深度合作,覆盖高温沙尘、高湿酷热、海岛高盐、高原高寒等多元场景。政策变革,如何转型?国际层面,全球新能源产业正经历地缘博弈与技术竞争的双重考验。国内层面,136号文和294号文的相继出台正重塑储能行业的竞争规则与价值链条。对此,瑞浦兰钧认为,136号文的落地标志着储能行业从“政策驱动”向“市场驱动”的深度转型。短期而言,政策红利消退将加速中小企业的洗牌——过度依赖政策订单、缺乏技术壁垒的企业,因订单萎缩与成本压力面临生存挑战;而长期视角下,市场对高性价比、高安全性储能产品的刚性需求始终存在。394号文的出台则预示着电力现货市场的全面建设,将借助市场价格机制,引导储能资源实现优化配置,同样会加速淘汰落后产能与低效企业。在瑞浦兰钧看来,两大政策的叠加效应下,唯有具备技术迭代能力与规模化交付能力的企业,方能满足真实市场需求实现可持续发展。依托青山实业在资源端、制造端与运营端的全球化布局,瑞浦兰钧正加速推进国际市场拓展与全球制造网络构建,截至目前已经分别在德国、美国、印尼建立子公司,在中国温州、嘉兴、柳州、佛山、重庆等地设有生产基地,根据企业此前规划,到2025年其电池总产能将突破90GWh。技术迭代,如何竞速?政策短期内的频繁调整,让有限的市场变得愈加拥挤,市场价格战依然持续。在瑞浦兰钧看来,市场竞争的硝烟虽浓,却也点燃了技术革新的火种,下一代技术迭代已然箭在弦上。在极致降本增效与差异化竞争的双重挤压下,储能电芯作为储能系统的“心脏”,正从280Ah、314Ah加速向更大容量迭代跃迁。当前,第三代储能电芯的容量与尺寸标准尚未定型,行业处于技术路线“百家争鸣”的关键窗口期。尽管打造大容量电芯与储能系统已是行业共识,但针对下一代电芯规格的最优解,各企业已展开激烈的技术博弈。对企业而言,率先定义下一代电芯技术标准、抢占容量规格制高点,已成为下一轮市场竞争中掌握话语权的关键。瑞浦兰钧指出,在储能系统向6MWh+演进的大趋势下,行业亟需一款既能减少电芯数量与系统集成复杂度,又能兼顾安全性、长寿命与低成本的大容量电芯,而392Ah电芯在现阶段是综合性能较高的一款产品。一方面,392Ah电芯可完美适配6MWh+储能系统,提升整体能效与运维效率。另一方面,相比500+Ah电芯,其以“渐进式优化”策略在性能与量产效率间找到最佳平衡点——既延续了300+Ah系列成熟的磷酸铁锂电化学体系,实现高能量密度,同时又凭借与主流314Ah电芯高度兼容的尺寸设计,大幅降低改造成本、缩短量产周期并加速产能爬坡,助力企业快速响应市场对新一代大容量储能电芯的迫切需求。而依托独有的问顶®结构技术,瑞浦兰钧也在392Ah电芯领域实现突破。瑞浦兰钧的392Ah电芯通过极致空间优化设计,能量密度提升至415Wh/L,同时采用零极耳冗余设计降低内阻与发热,能效与品质稳定性显著提升。其安全性通过GB44240-2024浅刺测试验证,热失控最高温度与主流314Ah产品持平,远优于其他大容量电芯,为复杂工况下的稳定运行提供可靠保障。此外,循环寿命超12000次、能量效率>95%的特性,使其全生命周期度电成本显著降低,精准契合电力现货市场对储能系统“高效率、低成本”的核心需求。与此同时,瑞浦兰钧透露,392Ah电芯配套的瑞浦兰钧PowtrixTM6.26MWh储能系统可于今年实现大规模量产交付。且Powtrix®储能电池舱已通过了CSA/ANSIC800极端安全测试。在6月11日开幕的SNECPV+2025国际太阳能光伏&储能展上,瑞浦兰钧先后与晶科储能、德业储能、平高集团等8家企业签订392Ah等储能电芯供货协议,总规模超20+GWh。与此同时,随着今年上半年多家企业推出587Ah电芯规格,储能行业正朝着更高能量密度、更大容量的方向发展。有业内人士指出,该容量电芯有望在未来占据更高市场份额,成为大容量储能技术的主流方向之一。而瑞浦兰钧依托问顶®技术,在587Ah电芯领域也实现了性能与成本的双重突破,为市场多样化需求提供高效解决方案。具体而言,瑞浦兰钧的587Ah电芯采用双高电极材料体系与零极耳冗余设计,能量密度达430Wh/L,空间利用率提升3%,同等体积下储能容量显著增加;同时,低缓衰高盈锂电极材料及双高固液态界面技术的应用,使离子迁移速率提升30%,实现10000次超长循环寿命,连续使用5年零衰减,全生命周期长达25-30年,大幅降低更换成本;此外,基于问顶®技术的成熟应用,电芯直流内阻降低16%,能效达96.5%,能量损耗显著减少,零极耳设计进一步消除电极连接风险,配合材料级安全防护,可靠性全面升级。除了储能电池领域,瑞浦兰钧在动力电池领域亦持续深耕,以场景化创新为突破口,构建覆盖重卡、低空飞行器等多元场景的产品矩阵,并通过技术迭代提升品牌溢价能力。在重卡电动化领域,瑞浦兰钧以岁星324AhPro版电芯为核心,配套后背Stacking电池簇,通过无框架设计颠覆传统结构,在提升能量密度的同时优化空间利用率,精准适配重卡高负载、长续航的严苛需求。凭借这一技术优势,瑞浦兰钧在新能源重卡领域不断突破。5月29日,瑞浦兰钧与印尼Bakrie&Brothers集团正式签署商用车电池系统战略合作协议,推动印尼绿色能源应用。根据电车资源数据显示,瑞浦兰钧电芯在新能源重卡车型装车量排名行业第三。在低空经济领域,瑞浦兰钧依托问顶®技术推出50Ah三元锂电池,能量密度突破300Wh/kg,支持6C快充,并布局轻量化模块化系统与全域热失控防护技术,为eVTOL提供全栈解决方案,推动城市空中交通商业化落地。从关税博弈的“暗流涌动”到政策变革的“规则重构”,从技术迭代的“军备竞赛”到场景化创新的“价值深挖”,瑞浦兰钧正以“全球化布局+硬核技术+全产业链协同”为三叉戟,刺破行业迷雾。欢迎大家进群持续沟通交流~
025年2月,国家发改委、国家能源局联合发布的《关于深化新能源上网电价场化改革促进新能源高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕136号,简称“136号文”)正式生效。这份政策以全面市场化为核心,推动新能源电量100%进入电力市场,并创新性建立“机制电价+差价结算”的双轨制框架。政策落地半年来,市场已发生深刻变化:山东现货市场单日实时均价曾跌至-13元/兆瓦时,广东分布式光伏竞价价差突破0.1元/度,西北低价绿电与东南高价市场形成套利空间……面对新规则,新能源企业如何参与机制电量竞争?分布式光伏如何科学报价?差价结算的“多退少补”如何落地?#政策核心:重构新能源商业逻辑#136号文的出台,标志着新能源从“保障性收购+补贴”时代正式转向“全面市场化+机制电价”的新纪元。其核心变革可概括为三点:1、全面入市:新能源电量100%进入电力市场交易,电价由市场形成,终结“保障性收购”模式。2、机制电价兜底:通过“多退少补”机制平滑收益波动。📝当市场均价<机制电价时,按(机制电价-市场均价)×机制电量补偿;📝当市场均价>机制电价时,按(市场均价-机制电价)×机制电量扣减。实得电价=市场交易电价+(机制电价-市场同类项目实时交易均价)3、存量增量差异化管理:◾存量项目:2025年6月1日前并网的项目,机制电价按现行燃煤基准价执行,但需参与市场化交易。例如,江苏省存量光伏项目机制电价锁定为0.3949元/千瓦时,但实际结算价=市场交易价+(机制电价-市场均价)×补偿系数。◾增量项目:6月1日后并网的项目,机制电价通过市场化竞价形成。山东省试点显示,增量项目按报价从低到高排序,选取不超过装机容量125%的电量纳入机制电价,未入选部分完全市场化。※对电力交易主体的意义:新能源收益结构从单一固定电价转向“市场电价+绿证收益+机制补偿”三重来源,企业需重构财务模型与交易策略。#机制电量如何竞争?存量与增量?#1、存量项目:稳预期、缓退坡🎯机制电量规模:由省级能源部门根据现行保障性收购电量确定,并逐年递减。🎯电价上限:不得高于当地煤电基准价(如山东明确存量项目统一执行0.3949元/千瓦时)。※操作建议:优先锁定中长期合约,避免现货价格波动侵蚀收益。2、增量项目:竞价定生死,成本能力成关键🎯竞价规则:◾企业申报机制电价(即愿意接受的兜底价),省级部门设定竞价上限(参考成本、供需)与下限(考虑用户承受力)。◾按报价从低到高排序,直至满足年度机制电量总规模,最终机制电价按入选项目最高报价确定。案例说明:某省2026年光伏机制电量需求5500万千瓦时。A/B/C/D四个项目申报价分别为0.28、0.29、0.30、0.32元/千瓦时。若A+B+C合计5000万千瓦时,则D项目500万千瓦时(一半电量)入选,机制电价按D报价0.32元/千瓦时确定(但不得超过省级上限0.30元/千瓦时,故最终执行0.30元/千瓦时)。🎯动态调整风险:机制电量规模每年根据消纳责任权重、用户承受力重新核定,企业需预判政策收紧趋势。3、电力交易者应对策略:🎯精准测算LCOE(平准化度电成本):考虑资源条件、融资成本差异,报价需覆盖底线收益。🎯省间差异化博弈:负荷大省(如江苏、浙江)竞价空间较大;西北省份因分摊成本压力,上限可能更低。#分布式光伏报价:聚合代理与现货博弈#分布式光伏面临“全电量入市”与“机制电价竞争”双重挑战,需关注三大要点:1、报价主体:允许委托代理商参与竞价(如虚拟电厂、售电公司),降低中小业主交易门槛。2、报价逻辑:🔗机制电量部分:参考LCOE报价,优先争取纳入省级机制电量范畴。🔗非机制电量部分:直接参与现货市场,需预判分时价格波动(如午间光伏大发时段低电价风险)。↪报价下限:需覆盖变动成本+合理收益。以集中式光伏为例,度电变动成本约0.15-0.24元,若竞价下限低于此值,项目可能面临现金流风险。↪报价上限:省级主管部门设定竞价上限,初期多参考煤电基准价。广东省竞价上限为0.4207元/千瓦时,与燃煤基准价持平,但预留10%电量作为调节空间。↪空间差异:负荷中心节点电价显著高于偏远地区。浙江某分布式光伏项目通过优化接入点,使午间大发时段电价提升0.12元/千瓦时。3、用户侧优势:分布式光伏余电上网可对标用户侧电价,波动风险低于集中式电站。#机制电价确定:政府与市场的平衡术#机制电价是“多退少补”的基准价,其确定依赖三级架构:1、省级部门定框架:📊设定竞价上限(参考煤电基准价、项目成本)及下限(保障用户承受力)。📊确定年度机制电量总规模、执行期限(通常按项目回收期设定)。2、企业报价竞争:增量项目通过成本竞争获取机制电量资格。3、动态调整机制:📊执行期内机制电价固定,但电量规模逐年调整。📊差价资金纳入系统运行费用,向工商业用户传导。争议点:机制电价“不高于煤电基准价”的设计,在煤价高涨期可能压缩新能源利润空间。#多退少补如何执行?资金闭环与风险对冲#1、结算逻辑⚠️补差场景:当市场均价<机制电价时,电网向新能源企业补足差价(如机制电价0.35元/千瓦时,市场价0.30元,补0.05元)。⚠️扣减场景:市场均价>机制电价时,企业向电网返还差额(如市场价0.40元,返还0.05元)。⚠️结算频率:按月或按交易周期执行,资金纳入省级系统运行费用账户。➡️案例1:江苏某存量光伏项目,机制电价0.3949元/千瓦时,当月市场均价0.35元/千瓦时,补偿金额=(0.3949-0.35)×10万千瓦时=4.49万元。➡️案例2:广东某增量项目,机制电价0.4207元/千瓦时,实际交易价0.45元/千瓦时,需扣减(0.45-0.4207)×5万千瓦时=1.465万元。➡️案例3:山东某分布式项目,配置储能后实际交易价0.38元/千瓦时(机制电价0.35元),获得补偿0.03元/千瓦时,叠加峰谷套利收益,综合电价达0.45元。2、资金流向闭环image.png注:居民、农业用电不承担分摊成本。3、企业风险对冲策略⚠️分层交易:◽机制电量部分:依赖差价补偿保底。◽非机制电量部分:通过绿电交易(溢价)、中长期合约锁定价格。⚠️金融工具应用:利用电力期货、期权对冲现货波动。#行业变革与长期趋势#⚖️火电角色重塑:从主力电源转向调节支撑,辅助服务收益占比提升。⚖️绿证机制重构:机制电量对应绿证直接分配至省内用户,可交易绿证规模缩减。⚖️退出机制明确:政策明确将“适时评估优化,条件成熟时择机退出”,倒逼企业提升市场竞争力。※给电力交易者的建议:▶️存量项目:利用政策过渡期优化交易团队,备战电量递减挑战。▶️增量项目:报价紧盯LCOE与省级上限,避免激进投标导致出局。▶️分布式业主:优先选择具备现货交易能力的代理商,降低午间低电价损失。#结语#136号文绝非简单政策更迭,而是新能源从“资源为王”转向“能力竞争”的分水岭。能否掌握机制电量竞争策略、吃透差价结算规则、灵活运用绿电与金融工具,将成为新能源运营商生存的分水岭。欢迎大家进群持续沟通交流~
[提问/讨论]锂电池模组配件的优点
在储能行业中,模组(Module)是电池包(Pack)的核心组成单元,而模组配件(包括结构件、电气连接件、热管理组件、安全防护件等)的设计与性能直接影响整个储能系统的效率、安全性和寿命。 锂电池模组配件优点: 1.提升系统安全性物理防护:金属端板、侧板等结构件提供机械强度,抵抗外部冲击、振动和挤压,防止电芯受损。 2.电气隔离:绝缘片、阻燃隔板等配件隔离电芯间短路风险,阻燃材料(如V0级塑料)可延缓火势蔓延。 3.泄压保护:防爆阀(气液防爆膜)在热失控时定向泄压,避免模组爆炸。 4.优化热管理性能均温设计:导热硅胶垫、液冷板/风冷板等配件紧密贴合电芯,快速传导热量,减少局部过热。 5.温度监控:集成NTC温度传感器,实时监测模组内电芯温度,联动电池管理系统(BMS)触发保护机制。
1691次浏览1人跟帖
05月20日
1729次浏览2人跟帖
05月16日
3602次浏览16人跟帖
04月25日
43911次浏览116人跟帖
2024年05月29日
36次浏览0人跟帖
6小时前
29次浏览0人跟帖
9小时前
153次浏览0人跟帖
10小时前
35次浏览0人跟帖
昨天